煤层气藏相对渗透率动态计算方法研究

为获取煤层气藏气水相对渗透率实际变化特征,进一步深化对煤层气藏气水产出规律的认知,构建了结合煤层气藏实时动用情况的煤层气藏相对渗透率动态计算方法。该方法首先通过多煤层全过程耦合流动模型对目标单煤层或多煤层进行产量历史拟合,获得储层和流体的基本物性参数。而后,基于得到的基本物性参数开展煤层气井全生产周期产能预测,同时,根据储层压降漏斗的实时扩展规律对储层参数进行平均化处理,并结合流体的实际运移情况计算煤层气藏气—水相对渗透率曲线。研究结果表明:本文提出的煤层气藏相对渗透率动态计算方法可在对煤层气藏内部动用情况实时定量分析的基础上,动态计算煤层气藏实际气水相对渗透率。通过本文提出的方法计算得到的气相相对渗透率曲线上存在反转点,其反应储层中的解吸气开始稳定、连续的供应。若不考虑储层压降漏斗实际扩展规律,对储层参数进行全域平均,计算得到的煤层气藏气水相对渗透率将偏低。对于多煤层气藏,窜流效应导致的层间流体质量交换和储层压力下降不可忽略,生产3 y时气相窜流量与产气量比值可达0.57,水相窜流量与产水量的比值可达0.69。忽略窜流量条件下计算得到的煤层气藏气水相对渗透率偏低,仅为考虑窜流量条件下的42.89%和24.40%。在煤层气井实际生产过程中,含水饱和度保持在较高值,大于40%,受高含水饱和度的制约,煤层气藏气相相对渗透率值较低,小于0.2。

沉积储层相对渗透率的各向异性特征及其对渗流的影响

沉积过程和成岩过程通常会使储层具有各向异性特征,现有各向异性研究主要针对储层绝对渗透率,缺乏对相对渗透率各向异性的研究,无法反映各相之间干扰程度在不同方向上的差异。为研究各向异性结构对油水两相渗流的影响,本文设计了立体交错取心方法,以降低常规立方体岩心各向异性相渗实验中末端效应的影响,建立了各向异性相渗曲线的获取方法;在此基础上开展天然砂岩油水两相相对渗透率各向异性对比实验,证明了砂岩储层相对渗透率各向异性的存在;分析了各向异性相对渗透率的产生机理及张量表示;研究了相对渗透率各向异性对渗流过程的影响。结果表明,微观层状结构是造成沉积储层相对渗透率各向异性的主要原因;相对渗透率各向异性量化表征了不同方向上水相突进能力、水油流度比的差异;高渗方向的相渗曲线具有残余油饱和度较高、两相渗流区较窄、等渗点含水饱和度较小、等渗点相对渗透率较低的特征;相对渗透率各向异性会导致油水分向渗流,对油藏开发产生显著影响,主要表现为,随开发过程的进行,油水渗流方向会逐渐呈现出明显的差异性,相继出现单向死油区和平面死油区,导致剩余油分布更加复杂。

倾斜毛细裂缝中油水分层流的相对渗透率研究

在裂缝性油藏渗流的研究中,毛细裂缝渗流是多孔介质渗流的微观基础。基于分层流模型和达西渗流理论,建立了考虑油水界面滑移的油水分层流相对渗透率模型。该模型表明油水相对渗透率是饱和度、湿周以及提出的界面滑移系数的函数。实验以白油与水作为工作流体,采用微流控技术加工了毛细裂缝,研究了不同倾斜角度的毛细裂缝中油水分层流的相对渗透率,与提出的相对渗透率模型的计算结果进行了对比分析。研究发现,计算结果与实验数据符合较好。当含油饱和度一定,毛细裂缝的倾斜角度对毛细裂缝中的油水相对渗透率影响很小。油相的界面滑移系数值在0.98至1.18之间,水相的界面滑移系数值在0.58至0.90之间,对于同一倾斜裂缝,随着含油饱和度的增大,油水界面滑移对油相的相对渗透率的影响逐渐减小,对水相的相对渗透率的影响逐渐增大,且对水相的相对渗透率的影响大于对油相的相对渗透率的影响。

基于机器学习的气藏相对渗透率曲线确定方法

相对渗透率曲线是研究多相渗流的基础,在计算气井产量、分析气井产水规律等方面具有重要意义。由于常规的相对渗透率曲线一般通过岩心实验获取,耗时较长,成本高。为此,结合经验公式、油气藏数值模拟与机器学习的方法,提出一种采用生产动态数据计算气水相对渗透率曲线的方法。以四川盆地某气藏的一研究区块为例,通过气藏数值模拟计算的产气量、产水量、地层压力组成的样本集作为模型的输入,Brooks-Corey模型的参数作为模型输出,对比SCG、BR、LM神经网络学习算法,优选LM算法建立训练模型,进一步讨论了样本集的大小对预测结果的影响,并提出了相应的优化策略。研究结果表明:(1)由于不同的隐含层设置对神经网络的训练效果不同,当训练算法为LM、网络隐含层数为2层、节点数分别为41、32时对相渗曲线预测效果最好;(2)样本数的大小对网络训练速度和模型预测效果有重要影响,适当减少样本数可以改善模型预测效果,但同时也会增加网络训练误差;减少输入变量时间段,会增加网络训练误差,降低预测模型最终预测效果。实际应用表明,预测相渗曲线与岩心相渗曲线之间差异较小,并且产水量与压力拟合精度较高,因此该方法可以快速、准确地计算气水相对渗透率曲线,为气田开发生产提供有力的支持和指导。

整理相对渗透率曲线的历史拟合方法研究

目前很多研究表明,对于非均质、渗透率低、亲水性强的岩心,如果用Johnson-Bossler-Naumann(JBN)方法来整理这些岩心的非稳定流实验资料,得到的相对渗透率曲线是错误的。本文提出了一个整理非稳定流相对渗透率曲线实验资料的自动历史拟合方法,给出了应用实例,同时把得到的相对渗透率曲线与JBN方法得到的结果进行了比较。

稳态法测定油水相对渗透率的实用方法

通过实验室内水驱油相对渗透率测定的研究,对石油天然气行业标准(SY/T 5345-1999)油水相对渗透测定中稳态法的实验步骤以及物质平衡法计算平均含水饱和度做了改进,使实验更简便易行,数据能够满足现场及数值模拟的要求。

聚合物驱相对渗透率曲线实验研究

相对渗透率曲线反映油藏岩石中多相流体的渗流和分布规律。在聚合物溶液流经多孔介质的地下流变性实验研究基础上，获得了聚合物溶液有效粘度与分流量和相饱和度之间的关系式。解决了聚合物吸附／滞留及非牛顿流效应对相对渗透率曲线的影响，从而建立并改进了稳定流法测定聚合物驱相对渗透率曲线的实验技术和方法。利用稳定流法实验技术，成功地测得了７０℃高温油藏条件下的油／聚合物溶液体系的相对渗透率曲线和注聚合物段塞后的油／水体系的相对渗透率曲线，并确定了适当的相对渗透率曲线方程。讨论了聚合物驱相对渗透率曲线的特征，分析了水相中自由聚合物分子和岩石中吸附滞留的聚合物分子对相对渗透率曲线的影响，真实地反映了聚合物驱过程中的多相渗流规律，揭示了聚合物驱油机理。为聚合物驱的数值模拟。

低渗岩石孔渗及相对渗透率测试方法综述

孔隙度、渗透率以及相对渗透率是开发实验中基本的测量参数,但现有的开发实验方法主要都是针对中高渗油藏的,对低渗油藏岩心样品缺乏统一、规范的测试方法和手段。在参考大量相关文献的基础上,分析了近年来国内外低渗岩石的孔隙度、渗透率及相对渗透率的测试方法和技术,总结了测试过程中存在的问题,并提出了初步的解决方案。

大庆油田油水相对渗透率统计规律及其应用

以大庆油田617个天然岩心测量的非稳态油水相对渗透率曲线为样本,统计得到了束缚水饱和度、残余油下水饱和度、束缚水下油相相对渗透率、残余油下水相相对渗透率与有效渗透率间的统计关系和平均相对渗透率曲线,给出了利用油水相对渗透率统计规律计算不同渗透率储层岩石代表性的油水相对渗透率曲线的方法。根据相对渗透率的统计规律,用Buckley-Leverrett水驱理论和油藏数值模拟方法,研究了大庆油田不同渗透率级别的均质油藏,在250m和500m井距下水驱开采的含水上升规律。

计算相对渗透率曲线的新方法

受储层非均质性和实验误差的影响,岩心实验得到的相对渗透率曲线很难代表整个油藏的相渗特征。根据油藏适用范围较广的张金庆水驱特征曲线法,提出了计算相对渗透率的新方法:利用油藏生产数据计算得出油水两相相对渗透率的比值与含水饱和度的关系,修正实验得到的相对渗透率曲线。通过具体的油藏实例,利用修正的相对渗透率曲线计算的含水率,与油田实际生产中的含水率上升规律符合性好,表明该方法能提高岩心实验相对渗透率曲线的可靠性。

用相对渗透率曲线建立水平井采液、吸水指数经验公式

塔里木盆地HD油田薄砂岩油藏为2层产油层,属于超深、超薄的中低渗层状边水油藏,采用双台阶水平井注水开发。利用相渗曲线,建立该特殊油藏水平井采液(油)指数、吸水指数随含水变化的经验公式,经现场生产及测试资料验证,符合程度较高,对预测该油藏水平井注采能力、合理调整注采关系、提高水驱采收率具有重要指导作用。

温度对稠油相对渗透率及残余油饱和度的影响

相对渗透率和残余油饱和度是描述多孔介质中多相渗流的重要参数 ,可提供对油藏中各相运动情况的基本描述 ,但对温度是否会影响相对渗透率和残余油饱和度的看法不一。分别用辽河油田的杜 3 2块、齐 40块和克拉玛依油田六中区的原油 ,在 60℃、12 0℃和 2 0 0℃条件下进行水驱油实验 ,对实验结果进行的处理与分析表明 :温度对相对渗透率曲线及残余油饱和度影响不大。图 1表 2参

润湿性对采收率及相对渗透率的影响

通过实验研究了润湿性对采收率及相对渗透率的影响 ,还研究了利用原油老化控制岩石润湿性的方法。结果表明弱水湿岩石水驱采收率最高 ,亲水岩石油相相对渗透率高于亲油岩石 ,原油中极性物质的吸附会影响岩石表面润湿性 ,油湿性随老化时间增加而增强。

弱凝胶对油水相对渗透率的影响

在凝胶处理后 ,油 /水相相对渗透率均大幅度下降 ,可动饱和度范围明显缩小 ,弱凝胶的易屈服性导致渗透率随流速增加而上升。凝胶处理使油 /水相渗透率产生不均衡减少是由于油在通过凝胶时部分残余油占据的孔隙形成了新的流动通道 ;但水驱时 ,由于油 /水界面张力较高 ,残余油形成的大部分通道关闭。所以 ,在同样的驱动力下油 /水通过凝胶处理后的含油地层时 。

利用分形模型计算气水相对渗透率

相对渗透率曲线是有水气藏开发计算、动态分析、气水分布关系研究的基础资料,而气水相对渗透率曲线一般通过气水两相渗流实验得到,但实验周期较长,往往不能满足科研生产需要。为了快速获得气水两相相对渗透率曲线,通过岩石毛细管压力曲线测定,建立孔隙结构分形模型,并利用分形模型计算气水相对渗透率。实践证明,利用分形模型计算的气水相对渗透率曲线与岩心的实测气水相对渗透率曲线吻合较好,可以较好地用于有水气藏的开发实践中。

考虑启动压力梯度的相对渗透率计算

低渗透油气层由于存在启动压力梯度,渗流规律不符合达西定律,而现今实验室处理相对渗透率曲线的JBN方法是建立在达西定律基础上的,没有考虑启动压力梯度的影响。为解决非稳态实验中对低渗透岩心的数据处理问题,在低渗透非达西渗流理论的基础上,推导了考虑启动压力梯度的油水相对渗透率计算公式,当启动压力梯度为零时,该公式与JBN计算公式相同,可以看作是JBN方法的推广。与JBN方法相比,考虑启动压力梯度后得出的油、水相对渗透率都是偏小,可以看出JBN公式对低渗透储层并不适用。考虑了启动压力梯度的影响后,得出的相对渗透率曲线更符合低渗透岩心的真实驱替过程,所以更有利于油气藏工程中的计算。

油-水相对渗透率曲线优化校正新方法

相对渗透率曲线是油藏工程中一项重要基础资料,其中含水饱和度的确定对相对渗透率曲线至关重要。通过改进非稳态法测量相对渗透率曲线的实验装置,在岩心夹持器出口端面的岩心中插入一对连接电阻测量仪的电极,以测量岩心出口端的电阻值;同时,在稳态油-水两相渗流理论的基础上,结合阿尔奇公式对含水饱和度与电阻率关系进行标定;运用标定的阿尔奇公式计算非稳态水驱油岩心末端的含水饱和度。通过对比3种不同方式下(电阻率法、JBN改进法和稳态法)得到的相对渗透率曲线可知:电阻率法校正后的相对渗透率曲线在岩心见水后的水相相对渗透率迅速增大,油相相对渗透率迅速降低,与稳态法测得的相对渗透率曲线基本一致。该方法消除了死体积和计算中迭代误差的影响,使测量的相对渗透率曲线更加客观真实。

稠油油田油水相对渗透率和水驱油效率研究

南堡35-2油田是海上稠油油田,具有原油粘度高、油层岩石渗透率高、胶结疏松和非均质性严重等特点,水驱开发过程中指进现象严重,难以获得较高的水驱采收率。为了更好地了解稠油油藏水驱开发特点,为提高采收率技术决策提供依据,针对油藏地质特点和流体性质特征,利用理论分析和仪器检测评价方法,研究了稠油油藏油水相对渗透率和水驱油效率,分析了稠油油藏水驱开发动态特征。结果表明,随着原油粘度增加,岩心束缚水饱和度降低,残余油饱和度升高,油相相对渗透率降低,水相相对渗透率升高,水驱采收率降低。在相同原油粘度条件下,通过提高驱替速度来增大生产压差,可以减少指进现象发生,增加水驱无水采收率和最终采收率。

砂砾岩油藏油水相对渗透率曲线异常形态成因探讨

据水相相渗曲线形态将河南油田相渗曲线分为正常型、直线型、异Ⅰ型及异Ⅲ型４类。重点对异形相渗曲线成因进行了探讨，认为微观孔隙结构的非均质性、１～７μｍ微粒堵喉为主要成因，注入水质为重要影响因素，渗透率及油水粘度比的影响较小。

储集层微观参数对油水相对渗透率影响的微观模拟研究

为描述储集层微观参数对油水相对渗透率的影响,建立油水两相流的三维准静态孔隙网络模型,运用逾渗理论描述微观渗流机制,模拟初次油驱和二次水驱过程,并对相对渗透率进行了预测,计算结果与实验结果变化趋势基本一致,验证了孔隙网络模型模拟的有效性。利用孔隙网络模型研究水湿情况下孔喉比、配位数、形状因子对相对渗透率的影响。结果表明:孔喉比增大,残余油饱和度增大,水相达到同样的渗流能力所对应的含水饱和度相对增加;配位数增大,两相共流区变大,残余油饱和度减小,配位数对非润湿相油的相对渗透率影响较大;形状因子增加,残余油饱和度减小,两相共流区变大。